Ах, тази електроенергийна мрежа

В резултат българските централи останаха почти неизползвани, а ТЕЦ "Марица-изток 2" например работи с по-малко от 30%. Просто защото не са конкурентни и не могат да постигнат достатъчно атрактивни цени.

• В студа България внася ток, вместо да го произвежда

България внася елелектроенергия на практика от всички свои съседи - Румъния, Гърция, Сърбия, Турция и Северна Македония. Това означава, че въпреки мощностите, с които страната ни разполага, те не са произвеждали енергия, конкурентна на пазара. И се е наложило България да купува значително по-евтин ток от съседите. Но това не притеснява ЕСО.

"Това дали внасяме, или изнасяме електроенергия в условията на свързана Европа, в условията на 70% от преносната способност на междусистемните ни електропроводи, които ние даваме за търговски нужди, и в условията на оптимални цени, които наблюдаваме на борсите, за нас не е проблем", коментира Димитър Зарчев, директор на Централното диспечерско управление на ЕСО.

На конференция Energy Summit 2024, организирана от "Капитал" в края на февруари, той изтъкна, че за компанията е важно системата да бъде устойчива, да има възможности да се "самолекува" при големи промени и да може да се управлява. Зарчев посочи, че ако до неотдавна страната ни е имала сумарно около 2000 MW инсталирани мощности от ВЕИ (фотоволтаици и вятър), в момента само фотоволтаиците са над 3000 MW, като при вятъра също има големи планове за нови инсталации в следващите години.

Солари като АЕЦ

"Когато имате 3000 MW инсталирани мощности от фотоволтаици през деня, когато грее слънцето, а и сега, когато температурите са изключително приятни за оптималната работа на тези инсталации, ние успяваме да подминем за един-два часа около 2000 MW производство от тези инсталации. Това е абсолютно съизмеримо с производството на АЕЦ към този момент от време", обясни Зарчев. Затова и пазарът помага, тъй като чрез него голяма част от тази енергия може да бъде изтъргувана, изнесена и най-вече да бъде балансирана.

Големият проблем обаче остава именно балансирането в случаите при намалено общо - битово и индустриално, потребление и голямо производство. За да се управлява този излишък, са необходими маневрени мощности, с които енергията може да се съхранява при свръхпроизводство и съответно да се използва, когато е необходимо, например в пиковите часове на потребление. България обаче очевидно има проблем с това.

Прогнозата за нови мощности показва, че все повече инвеститори планират различни нови централи. Експертите на ЕСО очакват, че през 2024 г. новите мощности ще нараснат с още 1000 - 1500 MW. "Тоест ние ще достигнем около 4500 мегавата само от фотоволтаици, а в следващите години се очакват и нови вятърни паркове. Да, ще бъдем в условия на свръхпроизводство и да - очакваме това да стане реалност още от март. Да, необходими са нови продукти, с които всичко това да бъде овладяно", коментира Зарчев.

ЕСО е длъжен да балансира системата - при недостиг да осигури алтернативни мощности (често ТЕЦ), а при излишък да активира потребление (най-лесно ПАВЕЦ, ако работят). Но това понякога се оказва трудна задача.

Цени без граници

Зарчев посочи, че от ЕСО са внесли в КЕВР предложение, свързано с един от регламентите на ЕК по отношение на балансирането - а именно въвеждането на отрицателни цени. Това всъщност са плащания от оператора към доставчици на електроенергия, които могат да бъдат разтоварени в тези периоди и съответно да балансират системата. "Добър пазарен подход", обобщи Зарчев на конференцията на "Капитал".

• Пределните цени за балансиране при тока ще отпаднат и всичко ще зависи от пазара
• Отрицателни цени на тока и в България - проблем или необходимост?

Цените за балансиране са именно плащанията, които производителите на ток трябва да правят при разминаване спрямо графика си. Те са вид "наказателна мярка" заради неточната им прогноза, която те подават ден за ден в ЕСО. Например ако произвеждат по-малко от заложеното (при внезапна облачност и съответно намалено производство), трябва да се заплати цена за недостиг и обратно - при неочаквано ясно време има свръхпроизводството и се заплаща цена за излишък.

Първата обикновено е много висока, а втората - много ниска, дори понякога отрицателна. От 1 януари тази година цената за недостиг е не по-малко от 360 лв./МWh (цена "Пазар ден напред" + 100 лв., но не по-ниска от 360 лв./MWh). За излишък тя достига до -200 лв./мВтч, но според експерти точно това изкривява пазара. Всичко това вече е напът да се промени и пределните цени за балансиране при тока ще зависят само от пазара, а не от КЕВР, както е в момента. Това предвиждат нови промени в Закона за енергетиката, които вероятно ще влязат в сила от 1 май. С други думи, вече няма да има ограничения в цените и те ще зависят от търсенето и предлагането и на моменти могат да достигат и по-ниска стойност от определените в момента -200 лв./MWh.

Говори бизнесът

Според Карел Крал, главен изпълнителен директор на "Електрохолд България", в последните месеци се наблюдава, че заявленията за нови ВЕИ се "обръщат" към по-малките мощности и "клиентите си правят сметка колко от тази енергия ще потребяват за себе си". Според Крал енергията трябва да се използва там, където е произведена, тъй като така няма да има нужда от трансформацията и по мрежата ниско, средно и високо напрежение. А това е важно и с оглед загубите по мрежата, когато се налага ел. енергията да се пренася.

"Основният въпрос, който България трябва да си зададе, е дали искаме зелено производство или зелено потребление. Ако попитате потенциалните инвеститори, те ще ви кажат, че мрежовите оператори ги бавят. Мрежовите оператори обаче биха имали по-различен отговор - понякога тези инвеститори искат да присъединят мощностите си на места, където няма потребление, а произведената енергия трябва да се трансформира, като по пътя значителна част от нея се губи", коментира той за "Капитал".

И добави: "Колкото до това дали мрежата е подготвена - ако говорим за всички заявления, които в момента са на масата - мрежата няма как да поеме всички тези мощности. Въпросът обаче е дали искаме всички тях." Затова според Крал е важно да се изясни каква е целта - зелено производство или зелено потребление. "Преди това няма как да имаме правилен отговор на въпроса за подготовката на мрежата", добави той.

Именно мрежата е проблем за голяма част от бизнеса. На среща между инвеститорите във вятърни централи и депутатите от енергийната комисия в парламента например фирмите се оплакаха не само от тромавите процедури за присъединяване и разтегливите срокове, но и от самите мрежови проблеми. Така или иначе те не бяха решени, а депутатите обещаха да се ангажират с конкретни законодателни промени. С други думи - задава се поредната промяна на Закона за енергията от ВЕИ (ЗЕВИ), който последно претърпя редакции (именно по отношение на процедурите и сроковете) през есента на м.г.

"Най-големият проблем е с инфраструктурата в региона, с липсата на мрежа и с неясния процес между това как ние да се обвържем със системния оператор, как да поемам една голяма част от разходите и как да имаме сигурността, че в крайна сметка някой ден ще има действаща мрежа", коментира Христо Павлов от "Павлови груп", която разполага с ветропарк в района на Генерал Тошево.

Гъвкави договори

От Vestas, които се занимават с производство на оборудване, пък настояха за промяна на валидността на предварителните договори за присъединяване. "Считаме, че срокът две години е прекалено кратък, и предлагаме той да се удължи до три години, като се вземе предвид това, че едно развитие на проекта понякога налага повече от три години, т.е. да има свобода за удължаването на договорите дори и с повече от първоначалните три години", заявиха от компанията. Вариант е и ЕСО да следи как се развиват проектите и съответно да преценява дали тези срокове е нужно да бъдат удължени. Пред "Капитал" изпълнителният директор на системния оператор Ангелин Цачев казва, че удължаването на договорите се приема като стъпка в правилната посока.

Vestas се занимава с производство на оборудване и инвестиции във ВЕИ паркове. В България дружеството е придобило два бъдещи проекта за общо 600 мегавата - 400 в Добрич и 200 в Нови пазар. Отделно от това компанията има 55 работници във Варна, които се занимават с поддръжка на централите, собственост на Vestas.

От компанията определиха въведените с последните промени в ЗЕВИ гаранции за кандидат-инвеститорите, с които да се отсеят спекулативните от реалните проекти, и определиха депозита като "фантастична стъпка". Според експертите обаче трябва да се уреди възможността компанията майка да плаща тези гаранции. "Много често дружествата, които развиват тези проекти, са проектни дружества, в които няма средства", посочиха от Vestas.

Укрепването на мрежата е дълъг и сложен процес, който изисква внимателно планиране. Инвестирането в мрежата също е проблем, който може да бъде решен само по няколко начина - или със собствени средства на компаниите (които после да бъдат върнати от потребителите през сметките за ток), или с европейското финансиране. И в двата варианта обаче това няма как да стане веднага, затова един вариант е инвестирането в системи за съхранение на енергия и батерии, които поне временно да избавят мрежата от "прегаряне".

Карел Крал, главен изпълнителен директор на "Електрохолд България", председателят на КЕВР Иван Иванов и ръководителят на ЦДУ на ЕСО Димитър Зарчев обсъдиха проблемите на енергийната мрежа по време на Energy Summit 2024 Фотограф : Цветелина Белутова